(57)【要約】  この電力供給システムは、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置と、少なくとも１つの蓄電池を含んだ蓄電装置と、発電装置および蓄電池の少なくとも一方からの電力を出力する出力部と、発電装置から発電電力データを取得して集中管理装置に通信部を介して送信するとともに、発電電力データに基づき出力部から出力する目標出力電力を算出して、出力部から目標出力電力が出力されるように蓄電池の充放電を制御する充放電制御部とを備え、充放電制御部は、集中管理装置から充放電指示信号を受信し、充放電指示信号に基づいて蓄電池の充放電を開始または停止する。
2011118766.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
外部と通信可能な通信部を介し、集中管理装置により管理される電力供給システムであって、
再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置と、
少なくとも１つの蓄電池を含んだ蓄電装置と、
前記発電装置および前記蓄電池の少なくとも一方からの電力を出力する出力部と、
前記発電装置から発電電力データを取得して前記集中管理装置に前記通信部を介して送信するとともに、前記発電電力データに基づき前記出力部から出力する目標出力電力を算出して、前記出力部から前記目標出力電力が出力されるように前記蓄電池の充放電を制御する充放電制御部とを備え、
前記充放電制御部は、前記集中管理装置から充放電指示信号を受信し、前記充放電指示信号に基づいて前記蓄電池の充放電を開始または停止する、電力供給システム。
【請求項２】
前記充放電制御部は、前記発電装置から前記発電電力データを所定の検出時間毎に取得するとともに、前記発電電力データを取得する毎に前記集中管理装置に送信する、請求項１に記載の電力供給システム。
【請求項３】
外部と通信可能な通信部を介し、複数の電力供給システムを管理する集中管理装置であって、
前記複数の電力供給システムからそれぞれ発電電力データを取得する発電電力データ取得部と、
前記複数の発電電力データを合計して合計電力を算出する電力算出部と、
前記合計電力が所定の閾値を超えるかどうかを判断し、前記電力供給システムに対し、前記通信部を介して判断結果に応じた充放電指示信号を送信する充放電指示部とを備える、集中管理装置。
【請求項４】
前記充放電指示部は、前記電力供給システムが充放電を行っている場合において、前記合計電力の大きさが前記閾値よりも小さいと判断したとき、前記電力供給システムの充放電を停止させるか否かを判断する、請求項３に記載の集中管理装置。
【請求項５】
前記発電電力データ取得部は、所定時間毎に前記発電電力データを取得し、
前記電力算出部は、前記所定時間における前記合計電力の変化量を算出し、
前記充放電指示部は、前記合計電力の変化量が所定の閾値を超えるかどうかを判断し、前記変化量が前記閾値を超えた場合に、前記電力供給システムに対し充放電を開始させるための前記充放電指示信号を送信する、請求項３に記載の集中管理装置。
【請求項６】
前記複数の電力供給システムには、蓄電池を備える電力供給システムと蓄電池を備えていない電力供給システムとが含まれており、
前記充放電指示部は、前記蓄電池を備える電力供給システムに対して前記充放電指示信号を送信する、請求項３〜５のいずれか１項に記載の集中管理装置。
【請求項７】
請求項１または２に記載の電力供給システムと、請求項３〜６のいずれか１項に記載の集中管理装置とを含む、系統安定化システム。
【請求項８】
外部と通信可能な通信部を介し、複数の電力供給システムを管理する集中管理装置の制御方法であって、
前記複数の電力供給システムからそれぞれ発電電力データを取得する電力データ取得工程と、
前記複数の発電電力データを合計して合計電力を算出する電力算出工程と、
前記合計電力が所定の閾値を超えるかどうかを判断し、前記電力供給システムに対し、前記通信部を介して判断結果に応じた充放電指示信号を送信する充放電指示工程とを含む、集中管理装置の制御方法。
【請求項９】
前記電力データ取得工程では、所定時間毎に前記発電電力データを取得し、
前記電力算出工程では、前記所定時間における前記合計電力の変化量を算出し、
前記充放電指示工程では、前記合計電力の変化量が所定の閾値を超えるかどうかを判断し、前記変化量が前記閾値を超えた場合に、前記電力供給システムに対し蓄電池の充放電を開始させるための前記充放電指示信号を送信する、請求項８に記載の集中管理装置の制御方法。
【請求項１０】
コンピュータを、外部と通信可能な通信部を介し、複数の電力供給システムを管理する集中管理装置として機能させるための制御プログラムであって、
前記コンピュータに、前記複数の電力供給システムからそれぞれ発電電力データを取得させ、前記複数の発電電力データを合計して合計電力を算出させ、前記合計電力が所定の閾値を超えるかどうかを判断させ、前記電力供給システムに対し、前記通信部を介して判断結果に応じた充放電指示信号を送信させる、集中管理装置の制御プログラム。
【請求項１１】
前記コンピュータに、所定時間毎に前記発電電力データを取得させ、前記所定時間における前記合計電力の変化量を算出させ、前記合計電力の変化量が所定の閾値を超えるかどうかを判断させ、前記変化量が前記閾値を超えた場合に、前記電力供給システムに対し蓄電池の充放電を開始させるための前記充放電指示信号を送信させる、請求項１０に記載の集中管理装置の制御プログラム。
【請求項１２】
外部と通信可能な通信部を介し、集中管理装置により管理される電力供給システムであって、
再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置と、
少なくとも１つの蓄電池を含んだ蓄電装置と、
前記発電装置と電力系統との間を接続する電力線を流れる電力値である検出電力データを取得する検出部と、
前記検出電力データを取得して、前記集中管理装置に前記通信部を介して送信するとともに、前記検出電力データに基づき電力系統に出力される目標出力電力を算出して、前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から電力系統に前記目標出力電力が出力されるように前記蓄電池の充放電を制御する充放電制御部とを備え、
前記充放電制御部は、前記集中管理装置から充放電指示信号を受信し、前記充放電指示信号に基づいて前記蓄電池の充放電を開始または停止する、電力供給システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力供給システム、集中管理装置、系統安定化システム、集中管理装置の制御方法および集中管理装置の制御プログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、変電所からの交流電力の供給を受ける各需要家（たとえば、住宅や工場など）に、風力や太陽光などの自然エネルギーを利用した発電装置（太陽電池などの分散型電源）が設けられるケースが増加している。このような発電装置は、変電所の配下に設けられる電力系統に接続されている。ここで、発電装置により発電された電力は、需要家内の電力消費装置側に出力される。また、需要家内の電力消費装置により消費されずに余った電力は、電力系統に出力される。この需要家から電力系統に向かう電力の流れは、「逆潮流」と呼ばれ、需要家から電力系統に出力される電力は「逆潮流電力」と呼ばれる。【０００３】
ここで、電力会社等の電力供給者には、電力の安定供給の義務が課されており、逆潮流電力分も含めた電力系統全体における周波数や電圧を一定に保つ必要がある。たとえば、電力供給者は、変動周期の大きさに応じた複数の制御手法によって、電力系統全体の周波数を一定に保っている。具体的には、一般に十数分以上の変動周期をもつような負荷成分については、最も経済的な発電電力の出力分担が可能なように経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃ  Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ  Ｃｏｎｔｒｏｌ）が行われている。このＥＤＣは、１日の負荷変動予想に基づいた制御であり、時々刻々と変動する負荷の増減（十数分より小さい変動周期の成分）に対する対応は困難である。そこで、電力会社は、時々刻々と変動する負荷に応じて電力系統への電力の供給量を調整し、周波数の安定化を行うための複数の制御を行っている。ＥＤＣを除いたこれらの制御は特に周波数制御と呼ばれており、この周波数制御によって、ＥＤＣで調整できない負荷変動分の調整を行っている。【０００４】
より詳細には、約１０秒以下の変動周期の成分については、電力系統自体の自己制御性により自然に吸収することができる。また、約１０秒〜数分程度の変動周期の成分に対しては、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能である。また、数分から十数分までの変動周期の成分については、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Ｌｏａｄ  Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ  Ｃｏｎｔｒｏｌ）により対応している。この負荷周波数制御では、電力供給者の中央給電指令所からの制御信号によってＬＦＣ用発電所が発電出力を調整することにより、周波数制御を行っている。【０００５】
しかし、自然エネルギーを利用した発電装置の出力は、天候などに応じて急激に変化することがある。このような発電装置の出力の急激な変化は、連系している電力系統の周波数の安定度に大きな悪影響を与えてしまう。この悪影響は、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家が増えるほど顕著になってくる。このため、今後、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家がさらに増えてきた場合には、発電装置の出力の急激な変化を抑制することにより、電力系統の安定度を維持する必要が生じてくる。【０００６】
そこで、従来、このような発電装置の出力の急激な変化を抑制するために、分散型電源の電力系統への出力を蓄電装置の充放電により平滑化可能な系統連系型発電システムが提案されている。このような系統連系型発電システムは、たとえば、特開２００１−５５４３号公報に開示されている。【０００７】
上記特開２００１−５５４３号公報には、太陽電池と、太陽電池に接続されるとともに電力系統に接続されるインバータと、インバータと太陽電池とを接続する母線に接続された蓄電装置とを備えた発電システムが開示されている。この発電システムは、太陽電池の発電電力（出力）の変動に伴って蓄電装置の充放電を行うことにより、インバータからの出力電力の変動を抑制している。これにより、電力系統への出力電力の変動を抑制することが可能であるので、電力系統の周波数などへの悪影響を抑制することが可能である。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２００１−５５４３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
しかしながら、上記特開２００１−５５４３号公報では、発電装置（分散型電源）の発電電力の変化に伴って蓄電装置の充放電がその都度行われるので、充放電の回数が多くなり、その結果、蓄電装置の寿命が短くなるという問題点がある。【００１０】
この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の１つの目的は、分散型電源による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図ることが可能な系統安定化システム、系統連系型発電システムおよび系統連系型発電システムのための制御装置を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記目的を達成するために、本発明の電力供給システムは、外部と通信可能な通信部を介し、集中管理システムにより管理される電力供給システムであって、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置と、少なくとも１つの蓄電池を含んだ蓄電装置と、発電装置および蓄電池の少なくとも一方からの電力を出力する出力部と、発電装置から発電電力データを取得して集中管理システムに通信部を介して送信するとともに、発電電力データに基づき出力部から出力する目標出力電力を算出して、出力部から目標出力電力が出力されるように蓄電池の充放電を制御する充放電制御部とを備え、充放電制御部は、集中管理装置から充放電指示信号を受信し、充放電指示信号に基づいて蓄電池の充放電を開始または停止する。【００１２】
本発明の集中管理システムは、外部と通信可能な通信部を介し、複数の電力供給システムを管理する集中管理システムであって、所定時間毎に複数の電力供給システムからそれぞれ発電電力データを取得する発電電力データ取得部と、複数の発電電力データを合計して合計電力を算出するとともに、所定時間における合計電力の変化量を算出する変化量算出部と、合計電力の変化量が所定の閾値を超えるかどうかを判断し、電力供給システムに対し、通信部を介して判断結果に応じた充放電指示信号を送信する充放電指示部とを備える。【００１３】
本発明の系統安定化システムは、上記電力供給システムと、上記集中管理システムとを含むことを特徴としている。【００１４】
本発明の集中管理装置の制御方法は、外部と通信可能な通信部を介し、複数の電力供給システムを管理する集中管理装置の制御方法であって、複数の電力供給システムからそれぞれ発電電力データを取得する発電電力データ取得工程と、複数の発電電力データを合計して合計電力を算出する電力算出工程と、合計電力が所定の閾値を超えるかどうかを判断し、電力供給システムに対し、通信部を介して判断結果に応じた充放電指示信号を送信する充放電指示工程とを含む。【００１５】
本発明の集中管理装置の制御プログラムは、コンピュータを、外部と通信可能な通信部を介し、複数の電力供給システムを管理する集中管理装置として機能させるための制御プログラムであって、コンピュータに、複数の電力供給システムからそれぞれ発電電力データを取得させ、複数の発電電力データを合計して合計電力を算出させ、合計電力が所定の閾値を超えるかどうかを判断させ、電力供給システムに対し、通信部を介して判断結果に応じた充放電指示信号を送信させる。【００１６】
本発明の電力供給システムは、外部と通信可能な通信部を介し、集中管理装置により管理される電力供給システムであって、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置と、少なくとも１つの蓄電池を含んだ蓄電装置と、発電装置と電力系統との間を接続する電力線を流れる電力値である検出電力データを取得する検出部と、検出電力データを取得して、集中管理装置に通信部を介して送信するとともに、検出電力データに基づき電力系統に出力される目標出力電力を算出して、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から電力系統に目標出力電力が出力されるように蓄電池の充放電を制御する充放電制御部とを備え、充放電制御部は、集中管理装置から充放電指示信号を受信し、充放電指示信号に基づいて蓄電池の充放電を開始または停止する。
【発明の効果】
【００１７】
本発明によれば、分散型電源による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図ることが可能である。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】本発明の第１実施形態による系統安定化システムの構成を示す模式図である。
【図２】本発明の第１実施形態による系統安定化システムに用いられる発電システムの構成を示すブロック図である。
【図３】電力系統に出力される負荷変動の大きさと変動周期との関係を説明するための図である。
【図４】第１実施形態による系統安定化システムの発電システムの平滑化制御の開始および停止の制御フローを説明するためのフローチャートである。
【図５】第１実施形態による系統安定化システムの出力集中管理装置の平滑化制御の開始および停止の判断の制御フローを説明するためのフローチャートである。
【図６】充放電制御におけるサンプリング期間について説明するための図である。
【図７】兵庫県南部の主要都市の一部の位置関係を示す図である。
【図８】図７に示した地域において、東西方向に並んだ都市における日照時間の変化を示す図である。
【図９】図７に示した地域において、南北方向に並んだ都市における日照時間の変化を示す図である。
【図１０】本発明の効果を検証するシミュレーションにおいて、設定した地域モデルを説明するための図である。
【図１１】図１０に示した各区域毎の発電電力の推移を示すグラフである。
【図１２】図１０に示した各区域毎の発電電力の合計電力の推移を示すグラフである。
【図１３】本発明の第２実施形態による系統安定化システムに用いられる発電システムの構成を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。
【００２０】
（第１実施形態）
まず、図１〜図３を参照して、本発明の第１実施形態による系統安定化システムの構成を説明する。
【００２１】
図１に示すように、系統安定化システムは、所定の地域内に設置された複数の太陽光発電システム１ａ、１ｂと、複数の太陽光発電システム１ａ、１ｂと通信する出力集中管理装置１００とを備えている。なお、所定の地域とは、たとえば、電力会社の管轄地域である。
【００２２】
太陽光発電システム１ａは、図２に示すように、発電装置２を備えるとともに、電力系統５０に連系されており、発電装置２の発電電力を電力系統５０に逆潮流する。また、太陽光発電システム１ａは、蓄電装置３を備えており、蓄電装置３の充放電により電力系統５０への逆潮流電力の変動を平滑化する（平滑化制御機能）。太陽光発電システム１ｂは、図示しないが、太陽光発電システム１ａから蓄電装置３を除いた構成であり、平滑化制御機能を有しない。
【００２３】
出力集中管理装置１００は、電力データ取得部１００ａと、電力算出部１００ｂと、充放電指示部１００ｃとを備える。電力データ取得部１００ａは、所定の地域内における複数の太陽光発電システム１ａ、１ｂからそれぞれ発電電力データを取得する。電力算出部１００ｂは、電力データ取得部１００ａにより取得された複数の発電電力データを合計して合計電力を算出する。充放電指示部１００ｃは、電力算出部１００ｂにより算出された合計電力が所定の閾値を超えるかどうかを判断し、電力供給システム１ａに対し、通信部５ｂ（図２参照）を介して判断結果に応じた充放電指示信号を送信する。
【００２４】
上記構成により、出力集中管理装置１００は、所定の地域内における太陽光発電システム１ａ、１ｂの合計発電量の変化量を検出し、その変化量に応じて地域内の太陽光発電システム１ａの平滑化制御を開始または停止させる。太陽光発電システム１ａ、１ｂの発電電力を電力系統５０に逆潮流する場合、日照の変動に伴う発電電力の変動が大きくなると、電力系統５０が不安定になる可能性がある。そのため、本実施形態では、所定の地域毎に出力集中管理装置１００により太陽光発電システム１ａ、１ｂから電力系統５０への逆潮流を管理している。
【００２５】
以下、出力集中管理装置１００の制御について具体的に説明する。
【００２６】
太陽光発電システム１ａ、１ｂは、それぞれ所定の検出時間間隔（たとえば、３０秒以下）毎に、発電装置２による発電電力データを取得している。電力データ取得部１００ａは、地域内の各太陽光発電システム１ａ、１ｂから発電電力データを検出時間間隔毎に逐次取得する。電力算出部１００ｂは、発電電力を合計した合計電力を検出時間間隔毎に算出し、検出時間間隔毎に算出される合計電力の連続する２つの合計電力データの差分を算出することにより合計電力の変化量を算出する。
【００２７】
次に、充放電指示部１００ｃは、合計電力の変化量が所定の変化量（以下、「制御開始変化量」と呼ぶ）以上かどうかを判断する。充放電指示部１００ｃは、合計電力の変化量が制御開始変化量以上であると判断した場合には、各太陽光発電システム１ａに平滑化制御を行わせる。制御開始変化量は、たとえば、出力集中管理装置１００に発電電力データを送信する太陽光発電システムの発電装置２の定格出力の合計値（以下、合計定格出力と呼ぶ）の５％とすることができる。なお、上記の具体的な数値（定格出力の合計値の５％）については、検出時間間隔を変えた場合には、その検出時間間隔に応じて制御開始変化量を設定する必要がある。
【００２８】
また、充放電指示部１００ｃは、太陽光発電システム１ａに平滑化制御を開始させた後、合計電力の大きさが所定の値よりも小さい状態が所定の期間（以下、「制御停止判断期間」と呼ぶ）継続した場合には、平滑化制御を停止させる。また、充放電指示部１００ｃは、合計電力が所定の値よりも小さい状態が制御停止判断期間継続しない場合には、太陽光発電システム１ａに平滑化制御を継続させる。所定の値は、たとえば、合計定格出力の５％である。また、制御停止判断期間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期に相当する期間である。第１実施形態では２０分としている。すなわち、充放電指示部１００ｃは、太陽光発電システム１ａに平滑化制御の開始を指示した後に、合計電力が合計定格出力の５％未満の状態が２０分継続した場合に、平滑化制御を停止するように指示する。
【００２９】
次に、太陽光発電システム１ａの構成を説明する。
【００３０】
太陽光発電システム１ａは、太陽電池からなる発電装置２と、発電装置２により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置３と、発電装置２により発電された電力および蓄電装置３により蓄電された電力を電力系統５０に出力するインバータを含む電力出力部４と、蓄電装置３の充放電を制御する充放電制御部５とを備えている。また、電力出力部４と電力系統５０とを接続する交流側母線には、負荷６０が接続されている。なお、発電装置２は、再生可能エネルギーを利用した発電装置であればよく、例えば風力発電装置等を用いてもよい。
【００３１】
発電装置２と電力出力部４とを接続する直流側母線６には、ＤＣ−ＤＣコンバータ７が直列的に接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、発電装置２により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧（第１実施形態では、約２６０Ｖ）に変換して電力出力部４側に出力する。また、ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、いわゆるＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｏｉｎｔ  Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御機能を有している。ＭＰＰＴ機能とは、発電装置２により発電された電力が最大となるように発電装置２の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置２とＤＣ−ＤＣコンバータ７との間には、発電装置２に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード（図示せず）が設けられている。
【００３２】
蓄電装置３は、直流側母線６に対して発電装置２と並列的に接続された蓄電池３１と、蓄電池３１の充放電を行う充放電部３２とを含んでいる。蓄電池３１としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い２次電池（たとえば、Ｌｉ−ｉｏｎ蓄電池、Ｎｉ−ＭＨ蓄電池など）が用いられている。また、蓄電池３１の電圧は約４８Ｖである。
【００３３】
充放電部３２は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を有しており、直流側母線６と蓄電池３１とはＤＣ−ＤＣコンバータ３３を介して接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、充電時には、蓄電池３１に供給する電力の電圧を、直流側母線６の電圧から蓄電池３１を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、直流側母線６側から蓄電池３１側に電力を供給する。また、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、放電時には、直流側母線６側に放電させる電力の電圧を、蓄電池３１の電圧から直流側母線６の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池３１側から直流側母線６側に電力を放電させる。
【００３４】
充放電制御部５は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の充放電制御を行い、電力系統５０の出力変動を平滑化する。充放電制御部５は、発電装置２の発電電力に関わらず電力系統５０へ出力する電力値を平滑化するために、電力系統５０へ出力する目標出力電力を設定する。充放電制御部５は、発電装置２の発電電力に応じて、電力系統５０へ出力する電力値が目標出力電力となるように、蓄電池３１の充放電電力を制御する。すなわち、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御するとともに、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御する。
【００３５】
また、充放電制御部５は、ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力側に設けられた発電電力検出部８から発電装置２の発電電力データを取得する。発電量検出部８は、発電装置２の発電電力を検出して、発電電力データを充放電制御部５に送信する。充放電制御部５は、発電電力データを発電電力検出部８から所定の検出時間間隔毎に取得する。第１実施形態では、充放電制御部５は、３０秒毎に発電装置２の発電電力データを取得している。
【００３６】
また、充放電制御部５は、メモリ５ａと、出力集中管理装置１００と通信するための通信部５ｂとを備えている。充放電制御部５は、発電電力データを取得する毎（検出時間間隔毎）に出力集中管理装置１００に送信する。なお、この発電電力の検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電電力の変化を正確に検出することができないので、発電装置２の発電電力の変動周期などを勘案して適正な値に定める必要がある。第１実施形態では、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の下限周期よりも短くなるように検出時間間隔を設定している。
【００３７】
また、充放電制御部５は、電力出力部４の出力電力を取得することにより、実際に電力出力部４から電力系統５０に出力された電力と目標出力電力との差を認識する。これにより、電力出力部４からの出力電力が目標出力電力となるように、充放電部３２の充放電を制御する。
【００３８】
次に、充放電制御部５による蓄電池３の充放電制御方法について説明する。上述したように、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力と蓄電池３の充放電量との合計が目標出力電力となるように蓄電池３の充放電を制御する。この目標出力電力は移動平均法を用いて算出される。なお、移動平均法とは、ある時点の目標出力電力を、その時点より過去の期間の発電装置２の発電電力の平均値とする算出方法である。過去の発電電力データはメモリ５ａに逐次記憶されている。以下、目標出力電力の算出に用いる発電電力データを取得するための期間をサンプリング期間と呼ぶ。サンプリング期間の具体的な値としては、たとえば、図３に示すような「負荷変動の大きさ−変動周期」特性を有する電力系統においては約１０分以上約３０分以下の期間であり、第１実施形態では、サンプリング期間を約２０分としている。充放電制御部５は、約３０秒置きに発電装置２の発電電力データを取得するので、過去２０分の期間に含まれる４０個の発電電力データの平均値を目標出力電力として算出している。
【００３９】
ここで、第１実施形態では、充放電制御部５は、平滑化制御を常に行うわけではなく、出力集中管理装置１００から平滑化制御の開始の指示を受けた場合にのみ充放電制御を行うように構成されている。また、充放電制御部５は、平滑化制御を行っている際に、出力集中管理装置１００から平滑化制御の停止の指示を受けた場合に、平滑化制御を停止するように構成されている。
【００４０】
次に、充放電制御部５による充放電制御により変動抑制を主に行う変動周期範囲について説明する。図３に示すように、変動周期によって対応可能な制御方法が異なっており、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期が領域Ｄ（ハッチングで示す領域）に示されている。また、ＥＤＣにより対応可能な負荷の変動周期は領域Ａに示されている。なお、領域Ｂは、負荷変動による影響を電力系統５０自体の自己制御性により自然に吸収する領域である。また、領域Ｃは、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な領域である。ここで、領域Ｄと領域Ａとの境界線が負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期の上限周期Ｔ１となり、領域Ｃと領域Ｄとの境界線が負荷周波数制御により対応可能な負荷の変動周期の下限周期Ｔ２となる。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２は、固有の周期ではなく、負荷変動の大きさによって変化する数値である。さらに、構築された電力網によって図示されている変動周期の時間も変化する。たとえば、電力系統側におけるいわゆるならし効果などの影響により下限周期Ｔ２および上限周期Ｔ１の値は変化する。また、ならし効果の大きさも、太陽光発電システムの普及度および地域分散性などに応じて変化する。第１実施形態では、ＥＤＣ、電力系統５０自体の自己制御性およびガバナフリー運転などによって対応できない領域Ｄ（ＬＦＣにより対応可能な領域）の範囲内に含まれる変動周期（変動周波数）を有する負荷変動に着目し、抑制することを目的としている。
【００４１】
次に、図４を参照して、第１実施形態による系統安定化システムの太陽光発電システム１ａの制御フローについて説明する。
【００４２】
充放電制御部５は、平滑化制御を行っているか否かに拘わらず、発電電力検出部８から検出時間間隔（３０秒）毎に取得した発電電力データを逐次出力集中管理装置１００に送信する。また、地域内の他の太陽光発電システム１ａ、１ｂも、同様に発電電力データを出力集中管理装置１００に送信する。出力集中管理装置１００は、地域内の各太陽光発電システム１ａ、１ｂから受信した発電電力データに基づいて、平滑化制御の要否を判断する。
【００４３】
ここで、ステップＳ１において、充放電制御部５は、出力集中管理装置１００から平滑化制御の開始指示があったか否かを判断する。開始指示がない場合には、充放電制御部５は、この判断を繰り返す。開始指示があった場合には、充放電制御部５は、ステップＳ２において、平滑化制御を開始する。すなわち、充放電制御部５は、自己の発電装置２の過去の発電電力データに基づいて移動平均法により目標出力電力を算出するとともに、電力出力部４から目標出力電力が出力されるように、目標出力電力と実際の発電電力との差分だけ蓄電池３１の充放電を行う。
【００４４】
また、平滑化制御を行っている際に、ステップＳ３において、充放電制御部５は、出力集中管理装置１００から平滑化制御の停止指示があったか否かを判断する。停止指示がない場合には、充放電制御部５は、この判断を繰り返す。停止指示があった場合には、充放電制御部５は、ステップＳ４において、平滑化制御を停止する。
【００４５】
次に、図５を参照して、第１実施形態による系統安定化システムの出力集中管理装置１００の制御フローについて説明する。
【００４６】
まず、ステップＳ１１において、出力集中管理装置１００は、地域内の太陽光発電システム１ａ、１ｂから、ある時刻における各発電装置２の発電電力データを取得するとともに、それらの発電電力データを加算することにより、合計電力Ｐを算出する。そして、ステップＳ１２において、出力集中管理装置１００は、取得した合計電力Ｐを変動前合計電力Ｐ０とする。次に、ステップＳ１３において、出力集中管理装置１００は、合計電力Ｐ０の取得から３０秒（検出時間間隔）経過後に各発電装置２の発電電力を取得するとともに、それらの合計電力をＰ１とする。
【００４７】
この後、ステップＳ１４において、出力集中管理装置１００は、合計電力の変化量（｜Ｐ１−Ｐ０｜）が制御開始変化量（合計定格出力の５％）以上であるか否かを判断する。合計電力の変化量が制御開始変化量以上でない場合には、出力集中管理装置１００は、ステップＳ１５においてＰ１をＰ０とするとともにステップＳ１３においてＰ１を取得して、合計電力の変化を監視する。
【００４８】
また、合計電力の変化量が制御開始変化量以上である場合には、ステップＳ１６において、出力集中管理装置１００は、平滑化制御を開始する必要があると判断するとともに、各太陽光発電システム１ａに平滑化制御の開始の指示を行う。第１実施形態では、地域内の全ての太陽光発電システム１ａに平滑化の指示を行う。以下の説明において、充放電制御の開始の指示時点を時刻ｔとする。
【００４９】
また、平滑化制御の開始を指示するのと同時（時刻ｔ）に、ステップＳ１７において、出力集中管理装置１００は、合計電力が合計定格出力の５％未満の状態の継続時間ｋのカウントを開始する。そして、ステップＳ１８において、時刻がｔ＋ｉ（ｉ＝検出時間間隔（３０秒））になると、出力集中管理装置１００は、時刻ｔ＋ｉにおける合計電力Ｐ（ｔ＋ｉ）を取得する。また、ステップＳ１９において、出力集中管理装置１００は、時刻ｔ＋ｉにおける合計電力Ｐ（ｔ＋ｉ）が合計定格出力ＰＶｃａｐの５％未満であるか否か（Ｐ（ｔ＋ｉ）＜ＰＶｃａｐ×０．０５を満たすか否か）を判断する。
【００５０】
Ｐ（ｔ＋ｉ）＜ＰＶｃａｐ×０．０５を満たさない場合には、出力集中管理装置１００は、ステップＳ２０において継続時間ｋを０とするとともに、時刻ｔ＝ｔ＋ｉとした後、ステップＳ１８に戻る。また、Ｐ（ｔ＋ｉ）＜ＰＶｃａｐ×０．０５を満たす場合には、出力集中管理装置１００は、ステップＳ２１において、継続時間ｋをｋ＋ｉとする。その後、ステップＳ２２において、出力集中管理装置１００は、継続時間ｋが１２００秒（制御停止判断期間の２０分）以上であるか否かを判断する。継続時間ｋが１２００秒未満である場合には、出力集中管理装置１００は、ステップＳ２３において、時刻ｔ＝ｔ＋ｉとした後、ステップＳ１８に戻り、ステップＳ１８〜ステップＳ２３の処理を継続時間ｋが１２００秒以上になるまで繰り返す。継続時間ｋが１２００秒以上である場合には、ステップＳ２４において、出力集中管理装置１００は、平滑化制御を停止する必要があると判断するとともに、各太陽光発電システム１ａに平滑化制御の停止の指示を行う。
【００５１】
第１実施形態の系統安定化システムは、上記構成により以下の効果を得ることができる。
【００５２】
系統安定化システムは、所定の地域内に設置された複数の太陽光発電システム１ａ、１ｂと通信可能な出力集中管理装置１００を備える。出力集中管理装置１００は、地域内の複数の太陽光発電システム１ａ、１ｂの発電電力データに基づいて、地域内の複数の太陽光発電システム１ａの出力電力の平滑化を行うか否かを判断する。地域内の太陽光発電システム１ａは、出力集中管理装置１００の判断結果に基づいて、電力系統５０への出力の平滑化を行う。これにより、地域内の複数の太陽光発電システム１ａ、１ｂの発電電力データに基づいて、地域全体として出力電力の平滑化が不要であると出力集中管理装置１００が判断した場合には、個々の太陽光発電システム１ａ毎にみた場合に平滑化が必要とされる場合であっても地域内の太陽光発電システム１ａは平滑化制御を行わない。すなわち、地域全体としてみた場合に、いわゆるならし効果によって電力系統５０に対する出力変動が抑制される場合には、個々の太陽光発電システム１ａ毎にみると平滑化が必要な場合でも、地域全体でみると実際には平滑化が不要である。その結果、個々の太陽光発電システム１ａの充放電回数を少なくすることができ、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。なお、ならし効果とは、たとえば分散型電源として太陽光発電装置を用いた場合に、互いに離れた場所にある分散型電源では雲のかかるタイミング（発電電力の変動のタイミング）が異なることを利用して、個々の分散型電源の発電電力の変動が互いに打ち消しあうことにより、地域的に見て発電電力の変動が緩やかになる効果をいう。
【００５３】
また、出力集中管理装置１００は、合計電力の変化量に基づいて、地域内の太陽光発電システム１ａの出力電力の平滑化を行うか否かを判断する。これにより、発電装置２の発電電力の地域全体としての変化量に基づいて地域内の太陽光発電システム１ａの出力電力の平滑化を行うか否かを判断することができる。この地域全体としての変化量は、個々の太陽光発電システム１ａの発電電力の変化量と異なり、ならし効果により変動が抑制された変化量であるので、この地域全体の変化量に基づいて平滑化の要否を判断することにより、本来必要のない平滑化制御を行ってしまうのを抑制することができる。これにより、蓄電装置３の充放電回数および充放電量を少なくすることができるので、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。
【００５４】
また、出力集中管理装置１００は、合計電力の変化量が制御開始変化量以上である場合に、地域内の太陽光発電システムの出力電力の平滑化を行うと判断する。これにより、合計電力の変化量が小さく、電力系統５０への影響が小さい場合に平滑化制御を行ってしまうのを抑制することができる。これにより、蓄電装置３の充放電回数および充放電量を少なくすることができるので、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。
【００５５】
また、検出時間間隔は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間である。これにより、このような検出時間間隔で発電電力を取得することにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期を有する発電電力の変化を容易に検出することができる。これにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の変動成分を減少させるように、充放電制御を行うことができる。
【００５６】
また、サンプリング期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間である。このようなサンプリング期間の範囲において算出した目標出力電力となるように充放電を制御することにより、特に、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の成分を減少させることができる。これにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の範囲における電力系統５０への影響を有効に抑制することができる。
【００５７】
次に、移動平均法のサンプリング期間について検討した。図６は、発電電力データの取得期間であるサンプリング期間を１０分とした場合のＦＦＴ解析結果と、サンプリング期間を２０分とした場合のＦＦＴ解析結果を示す。
【００５８】
図６に示すように、サンプリング期間が１０分の場合には、変動周期が１０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が１０分以上の範囲における変動があまり抑制されていないことがわかる。また、サンプリング期間が２０分の場合には、変動周期が２０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が２０分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。したがって、サンプリング期間の大きさと、充放電制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変わることがいえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にＴ１〜Ｔ２の後半付近（長周期付近）からＴ１以上の範囲の期間とすることが好ましいことがわかる。たとえば、図３の例では２０分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができることがわかる。ただし、サンプリング期間を長くすると、必要な蓄電池容量が大きくなる傾向があり、Ｔ１よりもあまり長くないサンプリング期間を選択することが好ましい。
【００５９】
次に、本発明の効果を検証したシミュレーション結果について説明する。
【００６０】
まず、ならし効果について評価した。図７は、兵庫県南部の各都市の位置関係を示す。図８および図９は、各都市におけるある時間帯の日照時間の推移を示す。図８および図９の縦軸は、１０分間毎の期間における日照時間（太陽が照っている時間）である。なお、日照の定義は、１平方メートル当たり１２０ワット以上の直射光が当たっている場合を指す。図８および図９のデータは気象庁データに基づいている。
【００６１】
図７に示すように、神戸、明石および姫路は東西方向に沿って位置しており、三木は明石の北に位置している。図８に示すように、東西方向に位置している都市（神戸、明石および姫路）を比較した場合、姫路、明石、神戸の順に日照時間が落ち込む時間帯が早くなっている。これは、雲が西から東へ移動したことに起因すると考えられる。日本では、偏西風の影響により、雲は西から東へ移動する傾向がある。その一方、図９に示すように、南北方向に位置している都市（明石および三木）を比較した場合、日照時間が落ち込む時間帯はほとんど変わらない。したがって、雲は東西方向に移動するが、南北方向に移動することは少ないことがわかる。このため、ならし効果を考える際、発電電力を出力集中管理装置１００に送信する太陽光発電システムが東西方向に沿って分布している場合に、ならし効果が大きくなることがわかる。
【００６２】
以上の結果を踏まえて、図１０に示すように地域モデルを設定した。すなわち、ある地域を東西方向が５ｋｍ、南北方向が２０ｋｍの広さを有し、東西方向に並んだＡ、Ｂ、Ｃ、ＤおよびＥの５つの区域に分けて、それぞれの区域に平滑化制御可能な太陽光発電システム（太陽光発電システム１ａ）を有する住宅が設置されているとした。１つの太陽光発電システムの定格出力は４ｋＷとした。区域Ａ〜Ｅには、それぞれ、７５００軒（区域合計出力３０ＭＷ）、２５００軒（区域合計出力１０ＭＷ）、５０００軒（区域合計出力２０ＭＷ）、２５００軒（区域合計出力１０ＭＷ）および７５００軒（区域合計出力３０ＭＷ）の住宅が設置されているとした。また、天候は実測した日射変動の激しい春の昼間の日の日射量を用い、この天候が隣の区域に５分遅れで移動したと仮定した。
【００６３】
この地域・天候モデルにおいて、各区域における発電電力の推移を算出した。図１１は、この計算結果を示す。また、図１２は、各区域の発電電力を加えた合計電力の推移を示す。図１１および図１２に示すように、各区域毎の発電電力推移に比べて、地域全体の合計電力の推移は変動が抑制されている。
【００６４】
次に、この地域・天候モデルにおいて、実施例として、図１２に示した地域全体の合計電力に基づいて平滑化の要否を判断し、各太陽光発電システムの平滑化制御を行うシミュレーションを行った。また、比較例として、各区域毎に平滑化の要否を判断（すなわち、個々の太陽光発電システムが平滑化の要否を判断）し、各太陽光発電システムの平滑化制御を行うシミュレーションを行った。そして、実施例および比較例について、地域内の太陽光発電システムの充放電回数および充放電量を算出した。以下の表１は、この算出結果を示す。なお、比較例における地域全体の充放電回数（３９７回）は、比較例における各区域Ａ〜Ｅの充放電回数（４０２回、４０４回、３９４回、３７９回および４０６回）の平均値である。また、実施例の地域全体の充放電量（３６１９５ｋＷｈ）は、実施例における各区域Ａ〜Ｅの充放電量（１１３８０ｋＷｈ、３６８２ｋＷｈ、７１２６ｋＷｈ、３４７６ｋＷｈおよび１０５３１ｋＷｈ）の合計である。比較例の地域全体の充放電量（４１３０８ｋＷｈ）は、比較例における各区域Ａ〜Ｅの充放電量（１２９３０ｋＷｈ、４２５５ｋＷｈ、８１９４ｋＷｈ、３９１８ｋＷｈおよび１２０１１ｋＷｈ）の合計である。
【００６５】
【表１】
2011118766.tif 000003
表１に示すように、地域全体を比較すると、実施例では、比較例に比べて充放電回数および充放電量が１０％以上減少している。また、各区域Ａ〜Ｅ毎に実施例と比較例とを比較しても、実施例では、比較例に比べて充放電回数および充放電量が１０％以上減少している。これらは、実施例ではならし効果により抑制される変動に対して平滑化を行わない分、蓄電装置の充放電頻度が減ったからである。
【００６６】
（第２実施形態）
次に、図１３を参照して、本発明の第２実施形態による系統安定化システムについて説明する。第１実施形態では、出力集中管理装置１００が地域全体の発電電力に基づいて平滑化制御の要否を判断する例を示した。一方、第２実施形態では、地域全体の太陽光発電システム３００ａ、３００ｂと電力系統５０とを出入りする電力（買電力または売電力）に基づいて平滑化制御の要否を判断する例について説明する。なお、第１実施形態と同一の機能を有する構成要素については、同一の符号を付して説明する。
【００６７】
本実施形態の系統安定化システムは、所定の地域内に設置された太陽光発電システム３００ａ、３００ｂと、太陽光発電システム３００ａ、３００ｂと通信する出力集中管理装置１００とを備えている。太陽光発電システム３００ａは、図１３に示すように、発電装置２と、蓄電装置３と、電力出力部４と、充放電制御部３０１と、ＤＣ−ＤＣコンバータ７と、発電電力検出部８とを備え、平滑化制御機能を有する。また、太陽光発電システム３００ｂは、太陽光発電システム３００ａから蓄電装置３を除いた構成であり、平滑化制御機能を有しない。電力出力部４と電力系統５０との間の交流側母線９には分電盤２０２を介して３つの負荷２１０、２２０および２３０が接続されている。
【００６８】
また、交流側母線９の分電盤２０２よりも電力系統５０側には太陽光発電システム３００ａ、３００ｂから電力系統５０に売却する電力を計量する電力メータ３１０と、電力系統５０から購入する電力を計量する電力メータ３２０とが設けられている。電力メータ３１０および電力メータ３２０のそれぞれには、電力センサ３０２および電力センサ３０３が設けられており、電力系統５０と太陽光発電システム３００ａ、３００ｂとを出入りする電力のデータ（買電電力データまたは売電電力データ）を検出する。
【００６９】
充放電制御部３０１は、電力センサ３０２および３０３から買電電力データまたは売電電力データを所定の検出時間間隔毎（たとえば、３０秒以下）に取得する。充放電制御部３０１は、売電電力−買電電力の値を検出電力データとして算出し、過去の検出電力データに基づいて目標出力電力を算出する。そして、充放電制御部３０１は、実際の検出電力と目標出力電力との差を補償するように蓄電池３１の充放電を行う。すなわち、充放電制御部３０１は、実際の検出電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御するとともに、実際の検出電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御する。
【００７０】
また、充放電制御部３０１は、検出電力データを検出する毎に出力集中管理装置１００に送信する。出力集中管理装置１００は、地域全体の検出電力データに基づいて平滑化制御の要否を判断する。充放電制御部３０１は、出力集中管理装置１００の判断結果に基づいて、太陽光発電システム３００ａに対し平滑化制御の開始および停止を指示する。
【００７１】
第２実施形態の上記以外の構成は、第１実施形態と同様である。
【００７２】
第２実施形態では、複数の負荷（負荷２１０、２２０および２３０）を備えているため、負荷全体として、負荷量の変動が大きい。そのため、第１実施形態のように、発電電力検出部８から検出した発電電力データに基づき目標出力電力を算出するよりも、電力センサ３０２および電力センサ３０３から検出した検出データに基づき目標出力電力を算出する方が、負荷を反映した値が得られる。この負荷を反映した値に基づいて平滑化を行うことによって、より効果的に平滑化を行うことが可能である。
【００７３】
なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。
【００７４】
第１および第２実施形態では、蓄電池としてＬｉ−ｉｏｎ電池やＮｉ−ＭＨ電池を用いる例を示したが、本発明はこれに限らず、他の二次電池を用いてもよい。
【００７５】
また、第１実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力量を想定しない場合について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力の算出において、需要家内で用いられる少なくとも一部の負荷で消費する電力量を検出し、その負荷消費電力量あるいは負荷消費電力変動量を加味して目標出力の算出を行ってもよい。
【００７６】
また、第１および第２実施形態では、発電電力または検出電力を加算した合計電力に基づいて平滑化制御の要否を判断した例について説明したが、本発明はこれに限らず、地域内の複数箇所に日射量を検出する計測器を設けておき、それらの計測値（日射量データ）の合計値に基づいて平滑化制御の要否を判断するようにしてもよい。
【００７７】
また、第１および第２実施形態では、出力集中管理装置１００が平滑化制御を行う必要があると判断した場合に、地域内の全ての太陽光発電システム１ａに平滑化制御の開始の指示を行った例について説明したが、本発明はこれに限られない。本発明では、出力集中管理装置１００が一部の太陽光発電システム１ａにのみ平滑化制御の開始の指示を行うようにしてもよい。たとえば、出力集中管理装置１００は、地域内の太陽光発電システム１ａの配置数が多い区域内に対してのみ平滑化制御の開始の指示を行ってもよい。これにより、他の区域の太陽光発電システム１ａの蓄電装置の充放電頻度をさらに減らすことができる。
【００７８】
また、第１および第２実施形態では、出力集中管理装置１００と通信可能な地域内の太陽光発電システム１ａおよび１ｂの全ての発電電力を合計して平滑化の要否を判断する例を説明したが、本発明はこれに限られない。本発明では、出力集中管理装置１００は、地域内の一部の太陽光発電システム１ａ、１ｂの発電電力を合計して平滑化の要否を判断してもよい。たとえば、地域を複数の区域に分けるとともに、それらの区域の代表の太陽光発電システムを予め決めておき、出力集中管理装置１００がその代表の太陽光発電システムの発電電力から平滑化制御の要否を判断してもよい。また、地域が、雲の流れる方向が所定の方向に流れる傾向のある地域である場合には、代表の太陽光発電システムは、所定の方向に沿って所定の距離を隔てて複数の領域に位置するように選ぶことが好ましい。このように選んだ太陽光発電システムの発電電力の合計電力は、ならし効果により変動が抑制されるので、地域の太陽光発電システム１ａおよび１ｂの全ての発電電力を合計して平滑化の要否を判断する場合に近い効果を得ることができると考えられる。
【図１】
2011118766.tif 000004
【図２】
2011118766.tif 000005
【図３】
2011118766.tif 000006
【図４】
2011118766.tif 000007
【図５】
2011118766.tif 000008
【図６】
2011118766.tif 000009
【図７】
2011118766.tif 000010
【図８】
2011118766.tif 000011
【図９】
2011118766.tif 000012
【図１０】
2011118766.tif 000013
【図１１】
2011118766.tif 000014
【図１２】
2011118766.tif 000015
【図１３】
2011118766.tif 000016
【国際調査報告】
2011118766.tif 000017
2011118766.tif 000018
2011118766.tif 000019
2011118766.tif 000020